用于稠油热采井的耐温凝胶堵剂研制与评价
——以春光油田为例

赵长喜,程红晓,耿 超,徐丽娜,王晓东,赵一潞

(中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院,河南南阳 473132)

河南春光稠油油田主力生产层系为新近系沙湾组,油砂体叠置发育,自下而上依次为Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅱ3三个小层,各小层相互独立,具有不同的油水系统。由于油层与下部水层距离近、隔夹层薄及边水逐渐推进等原因,部分井投产后相继出现高含水现象,使得油井产能无法有效发挥。据统计,含水大于90%的井已达64口,高含水井比例由开发初期的18.8%上升至治理前的54.7%。

河南油田春光稠油主要采用水平井开发,其中筛管完井占比为73.5%,筛管精度为0.15～0.20 mm,水平段长度200～300 m,地层水矿化度高达80 000 mg/L以上。受油藏及开发条件限制,对该区水窜封堵提出了更高要求。国内学者针对高温高盐油藏出水问题开展了耐高温堵剂的研究探索[1-6],也针对水平井水窜堵水方面开展了一序列研究[7-12]。凝胶因其流动性好、固结强度高在水平井封堵方面具有良好的发展潜力,但因其耐高温和耐高盐性能较差又制约了其在高矿化度稠油油藏中的应用,本文针对春光油田高盐、水平井以及筛管完井等特点对耐高温高盐凝胶堵水体系开展了针对性研究。

1 耐高温高盐凝胶堵水体系研制

针对春光稠油油藏特点、出水特征及封堵需求,开展了耐高温、高盐,注入性能好的凝胶堵水体系研制。

1.1 主剂选择及浓度优选

木质素体系中含有耐温的刚性结构,其丰富的酚羟基和游离羟基等活性基团可以发生结构单元之间的交联,交联后的结构是空间网架结构,在高温下反应生成的树脂又填充于其中,使体系具有更优良的封堵及耐温性能。因此作为耐高温高盐封堵剂配方的主剂。

固定交联剂浓度5%,开展主剂适用浓度优选研究,实验温度80 ℃。实验结果(图1)表明,主剂浓度6%为最佳。

图1 主剂浓度对凝胶强度的影响

1.2 交联剂适用浓度优选

交联剂能够与碱木质素分子中酚羟基交联形成有机凝胶,为了考察交联剂浓度对凝胶强度的影响,开展了交联剂适用浓度优选研究。主剂浓度6%,实验温度80 ℃,实验结果(图2、图3)表明,交联剂浓度4%～6%为佳,在此浓度下,成胶时间8～24 h可调,可以根据注剂深度确定合理的交联剂浓度。

图2 交联剂浓度对凝胶强度的影响

图3 交联剂浓度对成胶时间的影响

1.3 增强剂优化及浓度优选

为考察增强剂浓度对凝胶强度的影响,开展了增强剂优化及浓度优选。实验条件为温度80 ℃,主剂浓度6%,交联剂浓度5%。实验结果(图4)表明,增强剂浓度可以明显增加凝胶的强度,增强剂浓度为3%～6%较为适宜,在此浓度下,凝胶的突破真空度可以达到0.07 MPa以上。

图4 增强剂浓度对凝胶强度的影响

2 堵剂性能评价

2.1 耐盐能力评价

春光油田热采区块地层水矿化度高达8.4×104mg/L,要求堵剂具有较强的耐盐能力。为考察不同矿化度对堵剂强度的影响,以不同矿化度模拟地层水配制堵剂样品进行实验,实验条件为温度80 ℃,主剂浓度6%,交联剂浓度5%,增强剂浓度5%。

实验结果(表1)表明,堵剂在不同矿化度条件下,尤其是在矿化度高达1.0×105mg/L、钙镁离子浓度达2 000 mg/L时,仍然可以保持较高的强度。表明该堵剂的耐盐能力可满足春光油田高矿化度地层水条件下的使用要求。

表1 矿化度对堵剂性能的影响

2.2 耐温性能评价

为满足注蒸汽开发需要,开展了凝胶耐温性能评价(图5)。在密闭条件下,凝胶在350 ℃下老化,老化过程初期,凝胶强度有所下降,然后达到平稳,老化时间60 d,突破真空度大于0.065 MPa,依然保持较高的强度,说明堵剂具有良好的耐高温性能。

图5 温度对成胶强度的影响

2.3 封堵性能评价

选用不同渗透率的人造岩心(φ30 mm×300 mm)进行堵水效果实验,实验结果(表2)表明,堵剂封堵率均大于95%,突破压力梯度大于7.0 MPa/m,说明堵剂具有较强的封堵能力。

表2 耐高温凝胶体系封堵能力评价

3 双封定位封堵配套工艺

为了把堵剂准确注入到水平井水窜位置,配套了小直径大膨胀比扩张式封隔器的双封定位凝胶封堵工艺,工艺管柱如图6所示。施工管柱由K341型封隔器、桥式单流阀、丢手接头、泄压阀等组成,其中封隔器胶筒膨胀比可达1.6,外径仅φ105 mm,有利于管柱解封起出,防止筛管外凝胶堵剂窜出对其解封影响。

4 现场应用效果

当确定出水位置后,采用耐温耐盐凝胶定位封堵技术在春光油田热采区块现场应用8井次,措施后油井平均日产油量由1.57 t上升到3.39 t,综合含水率由89.8%降低到81.2%,油汽比由0.14提高到0.22,累计增油2 295.4 t,措施有效期最长达到三个轮次,降水增油成效明显,表明该技术能有效延缓稠油水平井水窜速度,改善稠油热采水平井开发效果,为高盐、筛管完井的稠油热采水平井封窜堵水提供了性能良好的新技术。

5 结论

1)通过研究形成了稠油热采水平井耐高温凝胶堵水技术,实现了稠油热采筛管完井水平井水窜的有效治理。

2)研制的耐高温凝胶封堵剂耐温达到350 ℃、耐矿化度高达1.0×105mg/L,并具有较高的封堵能力,可以满足高矿化度热采井出水层段的封堵。